柴达木盆地涩北气田地质储量和水侵量计算

地质储量和水侵量是确定气藏开发规模及开发设计的重要参数。传统的视地层压力识别法是判别 气藏驱动类型的常用方法,但对于柴达木盆地涩北气田水驱作用不强的气藏,其早期的压降曲线为一条 直线,容易被误判为定容无水驱气藏,所计算的储量要比采用水驱气藏计算出的储量高。以涩北二号 气田A 气藏为例,应用视地质储量法,在不需要知道水侵量大小的情况下直接应用生产动态数据,绘制出 气藏视地质储量变化曲线,这样就可以计算出地质储量,再把计算得到的地质储量代入视地质储量计算 公式即可反求出水侵量的大小。该方法简便、实用,对指导气田的后期开发具有借鉴作用。     

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本文利用甲、乙型水驱曲线,推导出双对数水驱曲线,为便于对比简称为丁型水驱曲线。它的应用有助于正确识别有代表性直线段,纠正以往错用直线段的情况,并给出了水驱动态地质储量理论曲线图版,使水驱曲线的应用提高到一个新的水平。     

应用分隔系统模型描述断块气藏的压力特征

断块气藏的压力导数曲线在径向流动段之后出现两条斜率为１．０的直线,第一条直线常常被误解释为井筒储集,第二直线段被误解释为拟稳态,得到不合理的解释结果。本文采用分隔系统模型进行评价,指出第一直线段反映测试井所在单元的拟稳态,第二直线段表征总系统的拟稳态。矿场实例表明,此解释是可靠的。     

气藏生产指示曲线的理论研究

对各类气藏的生产指示曲线特征进行了理论上的研究和探索,并得出结论:定容气藏的p_p-G_p型指示曲线为一直线,封闭气藏的F-G_p型指示曲线为一直线,水驱气藏的H-G_p, 型指示曲线也为一直线。应用直线型的生产指示曲线或指示曲线初始直线段部分的延长线,可以确定气藏的动态地质储量。     

蒸汽吞吐稠油油藏动态石油地质储量计算方法初探

依据蒸汽吞吐稠油油藏注采特征曲线,当汽油比(SOR)大于1～2.5时,曲线在半对数坐标上出现直线段。直线的斜率与静态石油地质储量密切相关,由此建立的经验方程计算稠油油藏动态石油地质储量,平均相对误差3.48％。     

四川盆地东部涪陵地区台缘礁滩复合体储量计算

随着四川盆地东北部台缘礁滩相油气勘探的深入,礁滩复合体储量计算之重要性逐渐显现。综合利用地质、物探、测井手段,提出解决礁滩复合体精细刻画和描述、气藏精细描述与选取储量计算参数三方面难点的方法,分别采用等值线面积权衡法、体积权衡法、孔隙体积权衡法计算出有效厚度、有效孔隙度、含气饱和度,最终计算出合理的涪陵地区A井区长兴组二段礁滩复合体气藏探明地质储量为76.53×108 m3。     

蒸汽吞吐稠油油藏动态石油地质储量计算方法初探

依据蒸汽吞吐稠油油藏注采特征曲线，当汽油比（ＳＯＲ）大于１－２．５时，曲线在半对数坐标上出现直线段。直线的斜率与静态石油地质储量密切相关，由此建立的经验方程计算稠油油藏动态石油地质储量，平均相对误差３．４８％。     

鄂尔多斯盆地榆林气田马五_(1+2)气藏不同地质储量计算及采收率评价

榆林气田下古生界马五_(1+2)亚段碳酸盐岩气藏,位于鄂尔多斯盆地靖边古潜台东侧,是靖边气田已开发的马五_(1+2)气藏向东的继续扩展,下古生界储层钻遇效果、生产特征显示良好开发潜力。由于储层非均质性较强以及气田开发早期资料不够丰富、井网密度相对较低等原因,导致提交的探明储量存在一定程度的误差。同时,气田在滚动开发过程中,避开了储层薄、物性差区域,故实际动用地质储量与早期提交的探明地质储量存在差异,影响了采气速度、采出程度及采收率等开发指标计算结果的准确性。针对存在的问题,采用多种方法,将气藏划分为相对独立的流动单元,通过落实各流动单元含气面积及储量,扣除了含气面积内未开发区域,核实得到的实际动用地质储量,更加准确可靠。同时,运用多方法计算气井动态地质储量,采用面积加权法与流动单元法计算气田动态地质储量,在此基础上,计算出储量动静比,为准确计算采收率奠定了基础。通过经济评价及气藏工程研究,确定气田废弃产量、废弃地层压力,结合气田动态地质储量及储量动静比,最终确定不同地质储量对应的采收率。对比分析认为:探明地质储量采收率误差大;核实动用地质储量采收率切合实际,具横向可比性;动态地质储量采收率排除了不可渗流的无效储量,更加科学、实用。     

考虑水侵影响的礁滩气藏动态储量预测模型

礁滩气藏储层非均质性强,气水关系复杂,受水侵影响严重,常用动态储量计算方法无法解决储量的准确预测问题。结合礁滩气藏的地质特点,讨论了水侵礁滩气藏动态储量的影响因素,在稳定水侵和非稳定水侵识别的基础上,分析了气藏的水侵动态,基于水侵量和水侵系数2个重要水侵动态特征参数的研究,建立了水侵礁滩气藏动态储量预测模型,并针对平面径向流、直线流、半球形流等3种水侵模型,采用Laplace算法,对系统不同时间的水侵量进行了计算,进而求解出水侵气藏动态储量。实例计算结果表明,与其他方法相比,新模型可准确预测礁滩气藏动态储量,指导礁滩气藏的开发。     

水驱含硫气藏动态储量计算

气藏物质平衡方程可以确定出气藏的原始地质储量,是气藏工程中计算储量的重要方法。由于水驱含硫气藏含有硫化氢,在开采中易于析出硫形成硫沉积,从而会影响到物质平衡法计算气藏储量的结果。在考虑硫化氢的基础上,对原有的物质平衡方程进行了新的推导和验证．结果发现水驱含硫气藏应采用新物质平衡方程计算气藏储量。     

卧龙河气田嘉五~1——嘉四~3气藏增压开采效果及开发前景

卧龙河气田嘉五一嘉四气藏是一个已经开发二十余年的老气藏.自1989年9月上压缩机增压开采以来,气藏可采储量增加,增产效果显著,有效地扼制了气藏产量急剧下降的被动局面,对气藏的稳产、增产起到了主导作用.目前,气藏尚有较多的剩余储量;气井产能较高;边水不会影响气藏的开发,有加速开采的潜力,展现了良好的开发前景.同时,为老气田的后期开发积累了宝贵的经验.     

克拉2异常高压气田开采特征影响因素分析

异常高压气藏与常压气藏的开采特征明显不同,边底水侵入、储集层岩石膨胀以及束缚水膨胀均是重要影响因素.研究储集层膨胀驱动能量大小时,存在采用常岩石压缩系数还是变岩石压缩系数两种观点.克拉2气田岩石覆压试验结果表明,本区岩石压缩系数在原始条件下要比压降后期高5～10倍.显然,考虑储集层膨胀作用时,采用变岩石压缩系数更符合实际情况.应用AdelMElsharkawy提出的气藏物质平衡方程,将低估异常高压气藏边底水侵入、储集层膨胀以及孔隙束缚水膨胀等驱动力的作用.考虑各种影响因素改进了气藏物质平衡方程,使之能更准确地反映不同压力阶段各驱动机制所提供驱动能量的大小.研究表明,采用根据异常高压气藏开发初始阶段数据作出的压力与采出程度关系图进行预测,有可能过高估计气藏的地质储量和剩余可采储量.图4参5(朱玉新摘)     

异常高压气藏采气速度与稳产期定量关系——以阿姆河右岸B-P气田为例

针对阿姆河右岸B区中部异常高压气藏生产动态预测难度大的问题,从气藏实际出发,以物质平衡方程和气井产能公式为基础,结合气藏工程分析及数值模拟方法,建立了异常高压气藏稳产期预测模型。通过分析气藏开发过程,研究了地层流体特征参数随气藏压力下降的变化规律,确定了气藏压力特征值,将异常高压气藏的开发过程划分为高压期与常压期两个阶段,并采用分段函数对预测模型进行求解,得出了不同阶段采气速度与稳产期末采出程度的定量关系。实现了不同采气速度情况下气藏稳产期的快速预测。将该方法应用于B-P气藏并与数模结果相互验证,稳产期预测的绝对误差小于2 %,满足工程计算精度要求。同时,采用该定量关系也可对异常高压气藏递减期产量进行预测。     

X8井气水产出关系分析

四川盆地XN气田香溪群气井开采过程中见水普遍，气井见水后产能迅速降低或水淹停喷；气藏水体活跃，气井产气量低、产水量高，气藏开发效率低、采出程度不高。在分析气藏开发地质特征基础上，重点解剖了X8井开发过程中气水产出量的变化。与一般的有水气井不同，X8井见水后，初期每次开井先产水再气水同产，后期每次开井则先产气再气水同产。通过对水体特征和驱动能量的研究认为气藏水体体积有限，水体主要靠分隔气弹性驱动能量作用产出。分析了隔气式气藏的气驱机理，很好地解释了X8井气水产出的复杂现象。     

涪陵焦石坝区块页岩气井产量递减典型曲线应用研究

为研究涪陵焦石坝区块页岩气井产量递减规律和影响产量递减典型曲线的主要因素,依据该区块典型页岩气井生产数据,采用拟合方法,建立了归一化拟产量与物质平衡时间的递减典型曲线,分析了气井初始产能、生产时间、配产、产水量、地层压力和井底流压对产量递减典型曲线和可采储量评价的影响,并研究了产量递减典型曲线在页岩气井可采储量评价、合理配产、流动阶段划分等3个方面的应用问题。研究表明,采用产量递减典型曲线评价可采储量时,既考虑了研究井目前的生产特征又可反映后期变化特征,因此该方法较常规的物质平衡法、弹性二相法、经验类比法更为可靠;页岩气井产能和生产规律是一个动态变化的过程,因此应动态合理配产,注意分区、分井、分阶段的差异性;对产量递减典型曲线取归一化拟产量和物质平衡时间的双对数曲线后,在完整的生产周期内可根据斜率判别页岩气井所处的流动阶段。该研究结果可为涪陵焦石坝区块页岩气井可采储量评价、合理配产和区块开发方案的设计提供参考和指导。      

低渗气井压力和产量递减规律及其影响因素

影响低渗气藏气井生产动态及递减规律的因素众多,区别各类因素的影响规律对预测气田生产动态、指导气田合理高效开发具有重要意义。将低渗气井压力和产量递减规律影响因素分为储层静态因素和生产动态因素两大类,结合实际气藏生产早期定产降压、后期定压降产的开发路线,分别研究了气井定产降压阶段压力递减特征及定压降产阶段产能递减特征,并基于数值模拟手段对其影响规律进行了综合分析。结果表明:气井生产早期压力递减规律主要受气井控制储量、配产、产水等因素影响;生产后期产量递减规律主要受渗流能力、井间干扰、产水等因素影响。同时,储层静态因素是气藏开发潜力的先决条件,而生产动态因素则往往可以通过合理的方法进行优化或调整以使气井达到最好的生产状态,在实际生产中需要做到“动静结合”,根据气田的开发目标对各生产动态因素进行详细描述,指导调整生产制度或验证气藏认识的准确性。     

复杂油藏开发中的能量保持研究

对于边底水驱油藏、应力敏感油藏与高油气比油藏等复杂油藏,如果地层能量保持不适当,将会改变储层的渗流特征,显著降低油藏的采收率和开发效益。在深入研究复杂油藏生产特征的基础上,根据渗流理论阐述了边底水驱油藏水侵对储层的伤害、高油气比油藏脱气对渗流的影响、应力敏感油藏在较大应力下对渗流的影响,同时分析了其影响程度与地层能量保持的相互关系。在此基础上,提出了复杂油藏能量优化控制措施:对于边底水驱油藏,可以通过控制采油速度与产量、采用合理的井型及控制地层能量,改善油藏渗流特征,促进油藏的高效开发;对于应力敏感油藏和高油气比油藏,可以通过采用合理的井型、适时注水、采用合理的开采速度、改善油藏的渗流特征,提高采收率。     

超临界凝析气藏开发后期注CO_2提高采收率——以北部湾盆地福山凹陷莲4断块为例

莲4断块为北部湾盆地福山凹陷西北部受3条断层夹持的富含凝析油高饱和凝析气藏。为了探求该凝析气藏衰竭开发后期提高凝析油采收率技术,基于超临界流体相态行为和衰竭开采生产动态特征,综合运用超临界流体理论和多种动态储量、产量递减、生产井携液能力、剩余开发潜力分析等多种油藏工程动态分析方法,分析了莲4断块凝析油气衰竭开采储量动用程度以及剩余开发潜力。结果表明:(1)莲4断块开发初期地层凝析油气流体具有超临界流体的特征,地层压力低于露点压力就会产生明显的反凝析损失;(2)受反凝析效应和地层弹性能量释放快的影响,莲4断块衰竭开采储量动用程度偏低,80%的凝析油仍然滞留在地层中,剩余开发潜力大。基于莲4断块超临界凝析油气流体具有高密度特征,通过组分模型数值模拟优化设计,提出了采用顶部注CO_2边注边采恢复压力的注气开采方式,通过形成次生气顶同时达到重力稳定混相驱的二次开发技术来提高凝析油气藏的采收率。     

异常高压气藏生产特征及后期开采措施探讨——以天东95井为例

以大天池气田沙坪场区块天东95井飞仙关组气藏为例,对川东地区异常高压气藏的生产特点及后期开发措施进行初步探讨.天东95井压力系数为1.65,完井测试产气108.3×104m3/d,储量小(动态储量1.018×108m3),在开采过程中主要表现出投产初期产能高、气藏压力和产量递减迅速、关井压力恢复缓慢等特点.研究认为异常...